NO309993B1

NO309993B1 - Method and apparatus for orienting a guide wedge

Info

Publication number: NO309993B1
Application number: NO952045A
Authority: NO
Inventors: Denis Doremus; Larry Leising
Original assignee: Sofitech Nv
Priority date: 1994-06-02
Filing date: 1995-05-23
Publication date: 2001-04-30
Also published as: DK0685628T3; NO952045L; NO952045D0; EP0685628B1; CA2150786A1; DE69513721D1; EP0685628A1; US5488989A

Description

Denne oppfinnelse angår generelt fremgangsmåter og verktøy for tildan-ning av et vindu ved en bestemt asimut gjennom veggen til et brønn-foringsrør slik at et nytt borehull kan bores utenfor det forede borehull, og nærmere bestemt nye og forbedrede fremgangsmåter og verktøy av den beskrevne art hvor et avbøy-ningsverktøy eller en ledekile kan orienteres og forankres i foringsrøret under en enkelt-tur av en nedf øringsstreng ned i brønnen. This invention generally relates to methods and tools for creating a window at a certain azimuth through the wall of a well casing so that a new borehole can be drilled outside the lined borehole, and more specifically to new and improved methods and tools of the kind described where a deflection tool or a guide wedge can be oriented and anchored in the casing during a single trip of a lowering string down the well.

For å bore et nytt borehull som strekker seg utenfor et eksisterende foret borehull for å side-avlede skrot eller bore mot et annet produksjonsmål, er det vanlig praksis å bruke en arbeidsstreng for å nedføre og anbringe en forankret ledekile. Hvis ønsket, blir en lengde av foringsrøret hvor ledekilen skal anbringes fylt med sement, og en brønnmotor og borkrone brukes til å bore et hull som avvi-ker over til én side av foringsrøret. Etter at en ledekile er blitt anbragt i det semen-terte område, brukes en borestreng og fresekroner til å skjære ut vinduet slik at et nytt borehull forløpende gjennom vinduet kan bores utenfor foringsrøret. Forankringen danner en plattform som hindrer nedadbevegelse av ledekilen hvis avbøy-ningsflate er orientert ved en ønsket asimut før anbringelse av forankringen ved å dreie arbeidsstrengen ved overflaten. Deretter brukes en startfres på arbeids-strengens nedre ende til å skjære et begynnende vindu gjennom foringsrør-veggen på motsatt side av avbøyningsflaten, og deretter fjernes arbeidsstrengen og startfresen fra borehullet for å tillate at en borestreng med en vindusfres nedfø-res i og roteres for å øke vinduets størrelse. Vanligvis brukes enda en ytterligere tur av borestrengen for å nedføre en annen type vindusfres før vinduet gjennom siden av foringsrøret er tilfredsstillende utformet. Denne prosedyre krever et antall rundtripp av en nedf øringsstreng for gjennomføring av det ønskede formål, og er følgelig en tidkrevende og kostbar operasjon. Dessuten har kjente systemers pålitelighet vært mindre enn ønskelig ved hensiktsmessig orientering av forankringen slik at ledekilen vil bli hensiktsmessig plassert. To drill a new borehole that extends beyond an existing cased borehole to side-divert cuttings or drill towards another production target, it is common practice to use a work string to lower and place an anchored guide wedge. If desired, a length of the casing where the guide wedge is to be placed is filled with cement, and a well motor and drill bit are used to drill a hole that deviates over to one side of the casing. After a guide wedge has been placed in the cemented area, a drill string and milling bits are used to cut out the window so that a new borehole running through the window can be drilled outside the casing. The anchorage forms a platform which prevents downward movement of the guide wedge whose deflection surface is oriented at a desired azimuth prior to placement of the anchorage by rotating the working string at the surface. Next, a starter cutter on the lower end of the work string is used to cut an incipient window through the casing wall opposite the deflection surface, and then the work string and starter cutter are removed from the borehole to allow a drill string with a window cutter to be lowered in and rotated for to increase the window size. Typically, a further trip of the drill string is used to run another type of window cutter until the window through the side of the casing is satisfactorily formed. This procedure requires a number of laps of a lowering string to accomplish the desired purpose, and is consequently a time-consuming and expensive operation. In addition, the reliability of known systems has been less than desirable with appropriate orientation of the anchorage so that the guide wedge will be appropriately positioned.

Slike kjente systemer og verktøy har stort sett benyttet en nedf øringsstreng av rør eller borerør med individuelle skjøter eller stands som må skrues ende mot ende etterhvert som verktøyene nedf øres i brønnen og deretter skrues fra hverandre etterhvert som verktøyene fjernes fra denne. Her har igjen prosedyren vært tidkrevende og kostbar, særlig siden det har vært nødvendig med flere nedføringer av strengen. Such known systems and tools have mostly used a lowering string of pipes or drill pipes with individual joints or stands which must be screwed end to end as the tools are lowered into the well and then unscrewed as the tools are removed from it. Here again, the procedure has been time-consuming and expensive, especially since it has been necessary to lower the string several times.

Eksempler på kjente verktøy og fremgangsmåter fremgår fra WO 85/01983. Søknaden omfatter en orienteringsretning for å bestemme orienteringen inne i et Examples of known tools and methods appear from WO 85/01983. The application includes an orientation direction to determine the orientation within a

brønnhull. Innretningen omfatter en avfølingsinnretning som avføler orienteringen i forhold til en forhåndsbestemt referanse. En sender for ultralyd er innrettet for å overføre et signal eller signaler som indikerer den avfølte orienteringen, og en ultralyd-mottaker for å motta og å presentere signalet eller signalene som blir sendt ut. Søknaden beskriver også en fremgangsmåte for styring eller forgrening av et borehull i en ønsket retning. Fremgangsmåten omfatter selektiv posisjonering av en opphentbar eller fast kileanordning inne i borehullet etter behov. Videre omfatter fremgangsmåten avføling av kileenhetens orientering inne i borehullet ved well hole. The device comprises a sensing device which senses the orientation in relation to a predetermined reference. An ultrasound transmitter is arranged to transmit a signal or signals indicating the sensed orientation, and an ultrasound receiver to receive and present the signal or signals being emitted. The application also describes a method for steering or branching a borehole in a desired direction. The method involves selective positioning of a retrievable or fixed wedge device inside the borehole as required. Furthermore, the method includes sensing the orientation of the wedge unit inside the borehole by

hjelp av avfølingsinnretninger og overføring av et ultralyd-signal eller signaler som indikerer den avfølte orienteringen til en ultralyd-mottaker ved overflaten. Kileenheten orienteres etter behov ved å overvåke mottakeren. Kileenheten låses i den ønskede orienteringen og avbøyer borehullet. using sensing devices and transmitting an ultrasound signal or signals indicating the sensed orientation to an ultrasound receiver at the surface. The wedge unit is oriented as needed by monitoring the receiver. The wedge assembly locks in the desired orientation and deflects the drill hole.

Et formål med foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe nye og forbedrede fremgangsmåter og verktøykombinasjoner for forankring og orientering av en ledekile i et brønn-foringsrør på en enkelt-tur av en nedføringsstreng inn i og ut av foringsrøret, for derved å omgå de ovennevnte problemer og ulemper med tidligere systemer. An object of the present invention is to provide new and improved methods and tool combinations for anchoring and orienting a guide wedge in a well casing on a single trip of a lowering string into and out of the casing, thereby circumventing the above-mentioned problems and disadvantages with previous systems.

Et annet formål med foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe nye og forbedrede fremgangsmåter og verktøysystemer der en ledekile blir orientert og forankret under en enkelt-tur av en nedføringsstreng og der orienteringsdata måles og overføres til overflaten stort sett i sanntid for å optimere pålitelighet ved an-bringelsen. Another object of the present invention is to provide new and improved methods and tool systems in which a guide wedge is oriented and anchored during a single trip of a lowering string and in which orientation data is measured and transmitted to the surface largely in real time to optimize reliability during placement .

Ytterligere et annet formål med foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe nye og forbedrede fremgangsmåter og verktøy av den beskrevne art som nedfø-res på kveilerør for å gi betydelige totale kostnadsbesparelser for slike operasjo-ner. Yet another object of the present invention is to provide new and improved methods and tools of the described nature which are applied to coiled tubes to provide significant total cost savings for such operations.

De ovenfor nevnte og andre formål oppnås i henhold til foreliggende oppfinnelses idéer ved å anordne en kombinasjon av verktøykomponenter innbefattende en forankring med normalt tilbaketrukkede gripeinnretninger som automatisk skyves utover for inngrep med foringsrør-veggen når de utløses ved anlegg mot en hindring i borehullet, såsom en isoleringsplugg, og en ledekile med en skrå avbøyningsflate stivt festet til forankringens øvre ende. Et dataoverføringsverktøy er løsbart forbundet med ledekilens øvre ende og innbefatter et orientering-måleinstrument. Et styreverktøy som er tilkoplet over overføringsverktøyet kan opereres for å endre ledekilens orientering inntil overflatedata fra overføringsverk-tøyet antyder at hensiktsmessig orientering er oppnådd. Deretter nedsenkes forankringen mot hindringen for å oppnå automatisk anbringelse, hvoretter overfø-ringsinnretningen frigjøres fra ledekilens øvre ende. Deretter kan overføringsinn-retningen, styreverktøyet og nedføringsstrengen fjernes fra brønnen slik at en hensiktsmessig fresekrone og brønnmotor kan nedføres og opereres for å danne et vindu gjennom foringsrørets vegg på motsatt side av ledekilens skråflate slik at et nytt borehull kan bores utenfor foringsrøret. Den ovennevnte kombinasjon av verktøy nedføres fortrinnsvis på kveilerør som borefluider sirkuleres gjennom for å drive overføringsverktøyet og styreverktøyet. The above-mentioned and other objects are achieved according to the ideas of the present invention by arranging a combination of tool components including an anchorage with normally retracted gripping devices which are automatically pushed outwards for engagement with the casing wall when triggered by contact with an obstacle in the borehole, such as a insulation plug, and a guide wedge with an inclined deflection surface rigidly attached to the upper end of the anchorage. A data transfer tool is releasably connected to the upper end of the guide wedge and includes an orientation measuring instrument. A steering tool which is connected above the transfer tool can be operated to change the orientation of the guide wedge until surface data from the transfer tool indicates that appropriate orientation has been achieved. The anchorage is then lowered against the obstacle to achieve automatic placement, after which the transfer device is released from the upper end of the guide wedge. Then the transfer device, the control tool and the lowering string can be removed from the well so that an appropriate milling bit and well motor can be lowered and operated to form a window through the casing wall on the opposite side of the inclined surface of the guide wedge so that a new borehole can be drilled outside the casing. The above combination of tools is preferably lowered onto coiled tubing through which drilling fluids are circulated to drive the transfer tool and control tool.

Foreliggende oppfinnelse har både de ovennevnte og andre formål, sær-trekk og fortrinn som vil fremgå klarere i forbindelse med følgende detaljerte beskrivelse av en foretrukket utføringsform, sett i sammenheng med de medfølgen-de tegninger, der: Figur 1 viser skjematisk en brønnoperasjon hvor en ledekile på kveilerør nedføres, orienteres og anbringes; Figurene 2A-D er lengdesnitt, der noen partier er i sideriss, av verktøy-strengen vist i Figur 1; Figur 3 er et toppriss i større målestokk av orienteringsverktøyets styreslis-se og -pinne; og Figur 4 viser skjematisk et vindu som freses gjennom foringsrøret i tilstøt-ning til skråflaten til den orienterte ledekile. The present invention has both the above-mentioned and other purposes, special features and advantages which will appear more clearly in connection with the following detailed description of a preferred embodiment, seen in connection with the accompanying drawings, where: Figure 1 schematically shows a well operation where a guide wedges on coil pipes are lowered, oriented and placed; Figures 2A-D are longitudinal sections, where some parts are in side view, of the tool string shown in Figure 1; Figure 3 is a top view on a larger scale of the orientation tool's guide slot and pin; and Figure 4 schematically shows a window which is milled through the casing adjacent to the inclined surface of the oriented guide wedge.

Med henvisning til Figur 1, er et borehull 10 boret inn i jorden og foret med et foringsrør 11 som er sementert på plass. Selv om det ikke er vist slik i tegning-ene, er borehullet 10 vanligvis skråstilt i forhold til vertikalretningen slik at det har en lav side og en høy side. Av én årsak blant flere er det blitt nødvendig og ønskelig å bore et nytt borehull utenfor foringsrøret 11, slik at et vindu med en spesiell tverr-dimensjon og lengde må utformes gjennom foringsrør-veggen ved en bestemt dybde. Det stort sett ønskelig at vinduet har en valgt asimut eller kompass-retning slik at det nye borehull unngår skjæring med nærliggende vegger, eller på annen måte strekker seg mot et planlagt mål eller har en bestemt bane. With reference to Figure 1, a borehole 10 is drilled into the earth and lined with a casing 11 which is cemented in place. Although not shown as such in the drawings, the borehole 10 is usually inclined relative to the vertical direction so that it has a low side and a high side. For one reason among several, it has become necessary and desirable to drill a new borehole outside the casing 11, so that a window with a particular transverse dimension and length must be formed through the casing wall at a certain depth. It is generally desirable that the window has a selected azimuth or compass direction so that the new borehole avoids intersecting with nearby walls, or otherwise extends towards a planned target or has a specific path.

For å danne et foringsrør-vindu i henhold til denne oppfinnelse, er det dannet en isolering i foringsrøret 11 ved å anbringe en isoleringsplugg 16 på et vaier-operert, gassdrevet anbringelsesverktøy (ikke vist). Pluggen 16, som er kjent tek-nikk, har normalt tilbaketrukkede holdekiler og pakning som er ekspandert til gripe- og tetningskontakt med de omgivende foringsrør-vegger som følge av aktivering av anbringelsesverktøyet som automatisk frigjøres etter at pluggen fullt ut er anbragt. En foringsrørmansjett-lokaliseringsanordning (CCL - ikke vist) nedføres over anbringelsesverktøyet for dybdebestemmelse og styring slik at den nøyaktige dybde av toppen av pluggen 16 i forhold til den nærmeste foringsrørmansjett er kjent. Alternativt kan en søyle med sement plasseres inne i foringsrøret, og i se-menten kan bores et hull som opptar ledekilen og forankringen som ovenfor nevnt. I noen brønner kan den nedenfor beskrevne verktøystreng nedføres gjennom en produksjonsstreng av rør med mindre diameter og ut i et foringsrør med større diameter hvor pluggen eller pakningen 16 anbringes eller en sementsøyle dannes. To form a casing window in accordance with this invention, an insulation is formed in the casing 11 by placing an insulation plug 16 on a wire-operated, gas-powered application tool (not shown). The plug 16, which is a known technique, has normally retracted retaining wedges and packing that is expanded into gripping and sealing contact with the surrounding casing walls as a result of activation of the placement tool which is automatically released after the plug is fully placed. A casing collar locator (CCL - not shown) is lowered over the placement tool for depth determination and control so that the exact depth of the top of the plug 16 relative to the nearest casing collar is known. Alternatively, a column of cement can be placed inside the casing, and a hole can be drilled in the cement to accommodate the guide wedge and the anchorage as mentioned above. In some wells, the tool string described below can be lowered through a production string of pipes with a smaller diameter and out into a casing with a larger diameter where the plug or packing 16 is placed or a cement column is formed.

Etter at pluggen 16 er anbragt ved hensiktsmessig dybde, nedsenkes en verktøystreng ifølge denne oppfinnelse på en nedføringsstreng 17 som fortrinnsvis er kveilerør som er vundet på trommelen 18 hos en enhet 20. Kveilerøret 17 føres over en føring 21 og inn i toppen av en injektor 22 som tvinger det med kraft inn i og ut av brønnen. Røret 17 går gjennom én eller flere boresikringsventiler 23 som er montert på toppen av brønnhodet 24 ved toppen av foringsrøret 11. Den indre ende av kveilerøret 17 er v.h.a. rør 9 forbundet med en boreslampumpe 8 slik at fluider kan sirkuleres ned røret av årsaker som skal beskrives nedenfor. En brønnmåling-skjermenhet 7 kan, som vist, være forbundet med en trykktransduser for innsamling av data i form av trykkpulser i fluidene inne i kveilerøret 17, eller en elektrisk vaier kan anbringes inne i kveilerøret og føres ut ved sentrum av trommelen 18 v.h.a. hensiktsmessige kopiere. Siden røret 17 er kontinuerlig langs hele dets lengde, elimineres behovet for å sette sammen og skru fra hverandre tallrike gjengede skjøter, med betydelige tids- og kostnadsbesparelser. After the plug 16 has been placed at the appropriate depth, a tool string according to this invention is lowered onto a lowering string 17 which is preferably a coil pipe wound on the drum 18 of a unit 20. The coil pipe 17 is passed over a guide 21 and into the top of an injector 22 which forcefully forces it into and out of the well. The pipe 17 passes through one or more drill protection valves 23 which are mounted on top of the wellhead 24 at the top of the casing pipe 11. The inner end of the coiled pipe 17 is v.h.a. pipe 9 connected to a drilling mud pump 8 so that fluids can be circulated down the pipe for reasons to be described below. A well measurement screen unit 7 can, as shown, be connected to a pressure transducer for collecting data in the form of pressure pulses in the fluids inside the coil pipe 17, or an electric wire can be placed inside the coil pipe and led out at the center of the drum 18 v.h.a. appropriate copy. Since the pipe 17 is continuous along its entire length, the need to assemble and disassemble numerous threaded joints is eliminated, with significant time and cost savings.

Til nedre ende av kveilerøret 17 er festet en hensiktsmessig kopler 19, en tilbakestrømning-styreventil 25 og en frakoplingsmekanisme 26. Et mellomstykke A suitable coupler 19, a backflow control valve 25 and a disconnection mechanism 26 are attached to the lower end of the coil pipe 17. An intermediate piece

27 kan danne en overgang til øvre ende av en streng med vektrør 28, som er valg-frie, og nedre ende av disse vektrør er v.h.a. en annen overgang 29 festet til et styreverktøy 30. Et verktøy 32 for måling under boring (MWD) som enten gir bo-reslampuls- eller vaiertelemetri av data er festet til nedre ende av anordningen 30 og er v.h.a. en brudd-frigjøringsanordning 33 løsbart forbundet med øvre ende av en ledekile 34 med en forankringsenhet 35 på sin nedre ende. Selv om ytterligere konstruksjonsdetaljer ved hver av komponentene 30-35 vil fremgå nedenfor, er deres respektive hovedfunksjoner som følger. Forankringen 35 kan anbringes til å gripe foringsrøret 11 og hindre nedadbevegelse ved å bli utløst av anlegg mot 27 can form a transition to the upper end of a string with neck tubes 28, which are optional, and the lower end of these neck tubes is v.h.a. another transition 29 attached to a control tool 30. A tool 32 for measurement while drilling (MWD) which either provides drilling mud pulse or wire telemetry data is attached to the lower end of the device 30 and is v.h.a. a break-release device 33 releasably connected to the upper end of a guide wedge 34 with an anchoring unit 35 on its lower end. Although further constructional details of each of the components 30-35 will appear below, their respective main functions are as follows. The anchor 35 can be arranged to grip the casing 11 and prevent downward movement by being triggered by impact against

toppen av isoleringspluggen 16. Når den er anbragt, danner forankringen 35 støt-te for ledekilen 34 som har en skrå, konkav avbøyningsflate 41 som fører en roterende fresekrone og tvinger den utad etterhvert som den danner et vindu gjennom veggen til foringsrøret 11 på motsatt side av skråflaten. the top of the isolation plug 16. When in place, the anchor 35 forms a support for the guide wedge 34 which has an inclined, concave deflection surface 41 which guides a rotating cutter bit and forces it outward as it forms a window through the wall of the casing 11 on the opposite side of the inclined surface.

Brudd-frigjøringsanordningen 33 innbefatter et svakt element som er utformet for å brytes av når det påføres en forutbestemt kraftstyrke i lengderetningen slik at MWD-verktøyet 32 og styreverktøyet 30 kan tilbaketrekkes fra brønnen etter at ledekilen 34 og forankringen 35 er blitt orientert og anbragt. MWD-verktøyet 32 virker til å overføre signaler til overflaten, f.eks. i form av trykkpulser i boreslam-strømmen som sirkuleres ned kveilerøret 17. Selv om slike pulser kan gjengi en hvilken som helst brønnmåling, er målingen i dette tilfelle verktøyflate-vinkelen til ledekilens 34 avbøyningsflate 41. Betegnelsene "verktøyflate" eller "verktøyflate-vinkel" betyr her vinkelen sett ovenfra mellom en radiell referanselinje forskjøvet fra borehull-aksen, som f.eks. går igjennom den lave side av det skråstilte borehull 10, og en liknende radiell linje som strekker seg i rett vinkel i forhold til avbøy-ningsflaten 41. Følgelig gir verktøyflaten den generelle utadvendte retning som en borkrone vil bore i etterhvert som den beveger seg nedover langs avbøyerflaten 41. Et instrument som kan brukes til å måle verktøyflaten er en inklinometerpakke hvis utgangssignaler mates til en styring i MWD-verktøyet 32 som varierer rota-sjonshastigheten til et rotasjonsventilelement eller "sirene" i dette slik at den tolker boreslamstrømmen på en bestemt måte og skaper trykkpulser som gjengir inkli-nometerets utgangssignaler. Pulsene forflyttes svært hurtig til overflaten gjennom fluidet i kveilerøret 17 der de detekteres av en transduser, behandles og fremvises og/eller innspilles slik at ledekilens 34 orientering er tilgjengelig ved overflaten stort sett i sanntid. Som ovenfor nevnt, kan det også brukes et MWD-verktøy på vaier. The break release device 33 includes a weak element that is designed to break off when a predetermined force is applied in the longitudinal direction so that the MWD tool 32 and the control tool 30 can be withdrawn from the well after the guide wedge 34 and the anchor 35 have been oriented and positioned. The MWD tool 32 acts to transmit signals to the surface, e.g. in the form of pressure pulses in the drilling mud flow that is circulated down the coil pipe 17. Although such pulses can reproduce any well measurement, the measurement in this case is the tool surface angle to the deflection surface 41 of the guide wedge 34. The designations "tool surface" or "tool surface angle" here means the angle seen from above between a radial reference line offset from the borehole axis, which e.g. passes through the low side of the inclined drill hole 10, and a similar radial line extending at right angles to the deflection surface 41. Accordingly, the tool surface provides the general outward direction in which a drill bit will drill as it moves downward along deflector surface 41. An instrument that can be used to measure the tool surface is an inclinometer package whose output signals are fed to a control in the MWD tool 32 that varies the rotational speed of a rotary valve element or "siren" therein so that it interprets the mud flow in a particular manner and creates pressure pulses that reproduce the inclinometer's output signals. The pulses are moved very quickly to the surface through the fluid in the coil tube 17 where they are detected by a transducer, processed and displayed and/or recorded so that the orientation of the guide wedge 34 is available at the surface largely in real time. As mentioned above, an MWD tool can also be used on wire ropes.

Styreverktøyet 30 kan ha forskjellige utforminger, såsom en svivelkopling med en innvendig, fjærbelastet styrehylse som v.h.a. kiler er forskyvbart forbundet med koplingens nedre element. Ofte kan en også bruke systemer som omfatter en drift med elektrisk motor og kopling, eller en elektro-hydraulisk driftsanordning med en pumpe og kopling. I den viste utføringsform samvirker et kanalsystem, såsom en kontinuerlig J-slisse på hylsen, med en radiell styrepinne på det øvre koplingselement slik at det nedre element bringes til å styres gjennom en valgt vinkel etterhvert som hylsen veksler vertikalt. Vertikal bevegelse kan bevirkes ved midlertidig å øke volumstrømmen gjennom kveilerøret 17. Fråkoplingen 26 kan også ha forskjellige utforminger, og kan f.eks. innbefattte en brudd-frigjørings-anordning som brytes av for å muliggjøre at kveilerøret 17 kan fjernes fra brønnen i tilfelle verktøyene av en eller annen årsak setter seg fast, slik av vanlige gjenvin-ningsverktøy kan nedføres for å gripe og trekke opp verktøyene som sitter fast. The steering tool 30 can have different designs, such as a swivel coupling with an internal, spring-loaded steering sleeve which, among other things, wedges are displaceably connected to the coupling's lower element. Often you can also use systems that include operation with an electric motor and coupling, or an electro-hydraulic operating device with a pump and coupling. In the embodiment shown, a channel system, such as a continuous J-slot on the sleeve, cooperates with a radial guide pin on the upper coupling element so that the lower element is caused to be steered through a selected angle as the sleeve alternates vertically. Vertical movement can be effected by temporarily increasing the volume flow through the coil tube 17. The loose connection 26 can also have different designs, and can e.g. included a break-release device that breaks off to enable the coiled tubing 17 to be removed from the well in the event the tools become stuck for any reason, such that conventional recovery tools can be lowered to grab and pull up the stuck tools .

Med henvisning til Figurene 2C og D for en detaljert beskrivelse av ledekile-og forankringsenhetene 34, 35, innbefatter ledekilen en langstrakt, stort sett sy-lindrisk hoveddel 40 med en nedad og utad skrånende flate 41 som avbøyer en borkrone utad etterhvert som den beveger seg nedad langs denne. Skråvinkelen mellom flaten 41 og hoveddelens 40 lengdeakse kan være i området fra omtrent 1-4° i et typisk eksempel. Som vist med brutte linjer, kan flaten 41 ha konkavt tverrsnitt slik at en roterende fres søker å opprettholdes sentrert på denne. Den nedre ende av hoveddelen 40 er v.h.a. en gjenget pinne 42 forbundet med en motsvarende gjenget sokkel 43 på forankringens 35 øvre ende, eller disse elementer kan være enhetlige. Forankringsenheten 35 innbefatter et ekspansjons-element 44 med en plan flate 45 på én side som skråner nedad og innad, og motsatt vendte, L-formede føreskinner 46 er festet langs sidene av flaten 45. Et gli-deelement 47 med en skrånende bakre flate 48 og en buet ytre flate 49 er forskyvbart anordnet på flaten 45, og har hakkforsynte sidekanter som samvirker med føreskinnene 46 for å opprettholde innretting i lengderetningen. Nedadvend-te takker eller tenner 50 på glideelementets 47 ytre flate 49 er innrettet til å bite inn i og gripe veggen til foringsrøret 11 når de skyves utad til inngrep med denne ved oppadbevegelse langs ekspansjonselementet 44. Referring to Figures 2C and D for a detailed description of the guide wedge and anchor assemblies 34, 35, the guide wedge includes an elongate, generally cylindrical main portion 40 with a downwardly and outwardly sloping surface 41 which deflects a drill bit outward as it moves down along this. The slant angle between the surface 41 and the longitudinal axis of the main part 40 can be in the range from approximately 1-4° in a typical example. As shown in broken lines, the surface 41 may have a concave cross-section so that a rotary cutter seeks to be maintained centered thereon. The lower end of the main part 40 is v.h.a. a threaded pin 42 connected to a corresponding threaded base 43 on the upper end of the anchorage 35, or these elements may be uniform. The anchoring unit 35 includes an expansion element 44 with a flat surface 45 on one side that slopes downwards and inwards, and oppositely facing L-shaped guide rails 46 are fixed along the sides of the surface 45. A sliding element 47 with a sloping rear surface 48 and a curved outer surface 49 is displaceably arranged on the surface 45, and has notched side edges which cooperate with the guide rails 46 to maintain alignment in the longitudinal direction. Downward-facing serrations or teeth 50 on the outer surface 49 of the sliding element 47 are arranged to bite into and grip the wall of the casing 11 when they are pushed outwards into engagement with this by upward movement along the expansion element 44.

Nedre ende av ekspansjonselementet 44 er ved 51 skrudd sammen med en hul hylse 52 som på sin nedre ende er påskrudd et lokk 53. En utløserstav eller -stang 54 som på sin nedre ende har en sko 55 med større diameter strekker seg gjennom en sentral åpning 56 i lokket 53 og inn til innsiden av hylsen 52 hvor en plungerplate 57 er festet på dens øvre ende. En sammentrykket spiralfjær 58 virker mellom platens 57 nedre flate 59 og lokkets 53 øvre flate 60. Fjæren 58 er normalt sammentrykket som vist, og holdes sammentrykket v.h.a. en bruddstift 61 som strekker seg gjennom radielt innrettede hull i lokket 53 og staven 54. En an-bringelsespinne 62 hvis nedre ende er skrudd inn i en forskjøvet boring på platen 57 er utformet med et øvre parti 63 som strekker seg gjennom en radielt forskjøvet boring 64 i nedre endeparti av ekspansjonselementet 44, og en øvre endeflate 65 som ligger an mot en nedre endeflate 66 hos glideelementet 47. Pinnen 62 har en oppad og utad skrånende innervegg 65 med en avsmalning som stort sett motsvarer avsmalningen på ekspansjonsflaten 45. The lower end of the expansion element 44 is at 51 screwed together with a hollow sleeve 52 which has a lid 53 screwed onto its lower end. A release rod or rod 54 which has a shoe 55 of larger diameter on its lower end extends through a central opening 56 in the lid 53 and into the inside of the sleeve 52 where a plunger plate 57 is fixed on its upper end. A compressed spiral spring 58 acts between the lower surface 59 of the plate 57 and the upper surface 60 of the lid 53. The spring 58 is normally compressed as shown, and is kept compressed by a break pin 61 extending through radially aligned holes in the cap 53 and the rod 54. An attachment pin 62 whose lower end is screwed into an offset bore in the plate 57 is formed with an upper portion 63 extending through a radially offset bore 64 in the lower end part of the expansion element 44, and an upper end surface 65 which rests against a lower end surface 66 of the sliding element 47. The pin 62 has an upward and outward sloping inner wall 65 with a taper which largely corresponds to the taper on the expansion surface 45.

Når skoen 55 bringes til anlegg mot en hindring i borehullet, såsom isoleringspluggen 16 (Figur 1), og en nedadrettet kraft av forutbestemt størrelse påfø-res hylsen 52, vil stavpinnen 61 brytes av og tillate fjæren 58 å øve oppadrettet kraft på glideelementet 47. Slik kraft bryter av en skrue 67 som opprinnelig holder glideelementet 47 tilbaketrukket, og deretter driver ekspansjon av fjæren 58 an-bringelsespinnen 62 relativt oppad slik at den skyver glideelementet 47 oppad langs ekspansjonsflaten 45 og derved bevirker at glideelementet skyves ut. Når tennene 50 som fortrinnsvis vender nedad griper foringsrør-veggen, forankres enheten 35 mot nedadbevegelse på en slik måte at nedadrettet kraft på ledekilen 34 og ekspansjonselementet 44 vil forårsake ytterligere utadrettet trykk på glideelementet 47 som strammer innfestingen av dette. When the shoe 55 is brought into contact with an obstacle in the borehole, such as the isolation plug 16 (Figure 1), and a downward force of a predetermined magnitude is applied to the sleeve 52, the rod pin 61 will break off and allow the spring 58 to exert an upward force on the sliding element 47. Such force breaks off a screw 67 which initially holds the sliding element 47 retracted, and then expansion of the spring 58 drives the attachment pin 62 relatively upwards so that it pushes the sliding element 47 upwards along the expansion surface 45 and thereby causes the sliding element to be pushed out. When the teeth 50, which preferably face downwards, grip the casing wall, the unit 35 is anchored against downward movement in such a way that the downward force on the guide wedge 34 and the expansion element 44 will cause further outward pressure on the sliding element 47 which tightens its attachment.

Som vist ved toppen av Figur 2C, er øvre ende av ledekile-hoveddelen 40 løsbart koplet til nedre ende av MWD-verktøyet 32 v.h.a. en brudd-frigjørings-mekanisme 33 som muliggjør at verktøystrengens komponenter over slik meka-nisme og kveilerøret 17 kan fjernes fra brønnen etter at ledekilen 34 er orientert og anbragt. Frigjøringsmekanismen 33 kan innbefatte en hylse 70 med en ned-hengende arm 71 på én side, som er forbundet med det øvre parti 72 av ledekile-hoveddelen 40 v.h.a. en bruddbolt 73 som strekker seg gjennom et hull i armen 71 og inn i en gjenget boring 74. Bolten 73 er utformet for å brytes av når den påfø-res en nedad- eller oppadrettet kraft av en bestemt størrelse. Når bolten 71 brytes av, har armen 71 og alle komponenter over denne frihet til å heves oppad i borehullet, idet ledekileenheten 34 og forankringsenheten 35 etterlates på plass. As shown at the top of Figure 2C, the upper end of the guide wedge body 40 is releasably coupled to the lower end of the MWD tool 32 v.h.a. a break-release mechanism 33 which enables the components of the tool string above such a mechanism and the coil pipe 17 to be removed from the well after the guide wedge 34 has been oriented and placed. The release mechanism 33 may include a sleeve 70 with a hanging arm 71 on one side, which is connected to the upper part 72 of the guide wedge main part 40 v.h.a. a breaking bolt 73 which extends through a hole in the arm 71 and into a threaded bore 74. The bolt 73 is designed to break off when a downward or upward force of a certain magnitude is applied to it. When the bolt 71 is broken off, the arm 71 and all components above it are free to be raised upwards in the borehole, the guide wedge unit 34 and the anchoring unit 35 being left in place.

Som vist i Figur 2B, innbefatter MWD-verktøyet 32 et rørformet hus eller en mansjett 78 med et innmontert telemetrisystem 79. Der verktøyet 32 er et boreslam-pulssystem i stedet for vaier, er det på systemets 79 øvre ende anordnet et rotasjonsventilelement 80 som skaper trykkpulser i strømmen av sirkulerende borefluider som pumpes ned gjennom dette. Driften av ventilen 80 moduleres av en styring 81 som følge av elektriske signaler fra en patron 82. Strømmen av borefluid dreier en turbin 83 som driver en generator 84 som gir elektrisk kraft til syste-met. Pulsene i boreslamstrømmen skapt av rotasjonsventilen 80 detekteres ved overflaten, behandles og fremvises eller innspilles slik at brønnmålinger er til-gjengelige ved overflaten stort sett i sanntid. Ytterligere detaljer ved det ovenfor beskrevne boreslam-pulstelemetrisystem er avdekket i U.S. patentene nr. 4100528, 4103281 og 4167000 som det herved henvises til. As shown in Figure 2B, the MWD tool 32 includes a tubular housing or sleeve 78 with a built-in telemetry system 79. Where the tool 32 is a drilling mud pulse system instead of a wireline, the upper end of the system 79 is provided with a rotary valve element 80 which creates pressure pulses in the flow of circulating drilling fluids that are pumped down through this. The operation of the valve 80 is modulated by a control 81 as a result of electrical signals from a cartridge 82. The flow of drilling fluid turns a turbine 83 which drives a generator 84 which provides electrical power to the system. The pulses in the drilling mud flow created by the rotary valve 80 are detected at the surface, processed and displayed or recorded so that well measurements are available at the surface largely in real time. Additional details of the above-described drilling mud pulse telemetry system are disclosed in U.S. Pat. patents no. 4100528, 4103281 and 4167000 to which reference is hereby made.

Inngangssignalene til patronen 82 som muliggjør utøvelse av foreliggende oppfinnelse kommer fra en pakke med følere beliggende i måleseksjonen 85 ved nedre ende av verktøyet 32. En slik pakke omfatter tre ortogonalt monterte akse-lerometre 86 som måler komponenter av jordens tyngdefelt og gir utgangssignaler som gjengir disse. Akselerometrenes følsomme akser refererer seg til ledekilens skråflate 41 slik at slike signaler danner verktøyflate-vinkelen til en slik flate. Huset til seksjonen 85 og MWD-verktøyets 32 ytre hus 78 er fortrinnsvis fremstilt av et materiale som f.eks. monellstål for å redusere interferens. Selv om den indre enhet av det viste MWD-verktøy 32 er montert i huset 78 ved overflaten før nedfø-ring av verktøystrengen i brønnen 10, kunne den indre enhet være en i huset anbragt anordning drevet v.h.a. elektrisk vaier. I dette tilfelle blir måledataene også overført til overflaten via vaieren. The input signals to the cartridge 82 which enable the practice of the present invention come from a package of sensors located in the measuring section 85 at the lower end of the tool 32. Such a package comprises three orthogonally mounted accelerometers 86 which measure components of the earth's gravity field and provide output signals which reproduce these . The sensitive axes of the accelerometers refer to the inclined surface 41 of the guide wedge so that such signals form the tool surface angle of such a surface. The housing of the section 85 and the outer housing 78 of the MWD tool 32 are preferably made of a material such as e.g. monel steel to reduce interference. Although the inner unit of the MWD tool 32 shown is mounted in the housing 78 at the surface prior to the lowering of the tool string in the well 10, the inner unit could be an in-house device driven by v.h.a. electric wire. In this case, the measurement data is also transferred to the surface via the wire.

Toppen av MWD-verktøyet 32 er festet til orienteringsmekanismen 30 v.h.a. gjenger 88. Mekanismen 30 innbefatter en svivel dannet f.eks. av et nedre rør-formet hus 90 med en utadrettet flens 91 på dets øvre ende, som passer inn i en innvendig ringformet utsparing på et øvre rørformet hus 92. En tetningsring 89 hindrer fluidlekkasje. En styrehylse 93 er forskyvbart montert i husene 90 og 92 og har en nedre seksjon 94 med utvendige kiler 95 som motsvarer kiler i det nedre hus 90 for å kople hylsen til det nedre hus. En øvre seksjon 96 av hylsen er på sin ytre omkrets utformet med et kontinuerlig J-slisse-kanalsystem 97 (Figur 3) som samvirker med en radiell styrepinne 98 på det øvre hus 92 for å bevirke forutbestemt vinkelrotasjon av det nedre hus 90 som følge av langsgående bevegelse av styrehylsen 93. For å bevirke slik langsgående bevegelse, har et ringformet hode 99 på øvre ende av hylsen 93 en redusert boring 100 som borefluider føres igjennom under sirkulasjon, og en forbelastet eller sammentrykket spiralfjær 101 forspenner styrehylsen 93 oppad. En tetningsring 102 hindrer lekkasje forbi den ytre omkrets av hodet 99. Fjæren 101 virker mellom nedre ende av hylsen 93 og en holdering 113 på huset 90. Størrelsen av boringen 100 og fjærens 101 grad er valgt slik at hylsen 93, ved lave fluidsirkulasjonsstrømmer, opprettholdes i sin øvre stilling som vist, der styrepinnen 98 er i en nedre av lommene 103. Når imidlertid sirkulasjonsstrømmen økes til en normal volumstrøm, vil nedadrettet kraft på hodet 99 overvinne fjær-forspenningen og bevirke at hylsen 93 skyves nedad. Ved hver nedadbevegelse, bringes pinnen 98 til anlegg mot en øvre skråflate hos ka-nalene 102 for derved å bevirke at det nedre hus 90 dreier gjennom en valgt vinkel som er bestemt ved vinkelinndelingen mellom tilstøtende lommer 103, 104. Når så volumstrømmen reduseres, skyver fjæren 101 hylsen 93 tilbake opp for å anbringe pinnen 98 i neste nedre lomme 103. Under hylsens oppadbevegelse, styres hylsen 93 gjennom en ytterligere vinkel ved anlegg mot en oppadvendt skråflate 105. Den totale vinkel som følge av volumstrømmens endringssykel er vinkelen 0 vist i Figur 3. Vinkelen 0 kan være en hvilken som helst i et område av små vinkler, og er i en foretrukket utføringsform omtrent 30°. Når hylsen 93 og det nedre hus 90 roterer, roterer alle nedenfor beliggende verktøy innbefattende MWD-verktøyet 32, ledekilen 34 og forankringen 35. The top of the MWD tool 32 is attached to the orientation mechanism 30 v.h.a. threads 88. The mechanism 30 includes a swivel formed e.g. of a lower tubular housing 90 with an outwardly directed flange 91 on its upper end, which fits into an internal annular recess on an upper tubular housing 92. A sealing ring 89 prevents fluid leakage. A guide sleeve 93 is slidably mounted in the housings 90 and 92 and has a lower section 94 with external keys 95 corresponding to keys in the lower housing 90 to connect the sleeve to the lower housing. An upper section 96 of the sleeve is formed on its outer circumference with a continuous J-slot channel system 97 (Figure 3) which cooperates with a radial guide pin 98 on the upper housing 92 to effect predetermined angular rotation of the lower housing 90 as a result of longitudinal movement of the guide sleeve 93. To effect such longitudinal movement, an annular head 99 on the upper end of the sleeve 93 has a reduced bore 100 through which drilling fluids are passed during circulation, and a preloaded or compressed spiral spring 101 biases the guide sleeve 93 upwards. A sealing ring 102 prevents leakage past the outer circumference of the head 99. The spring 101 acts between the lower end of the sleeve 93 and a retaining ring 113 on the housing 90. The size of the bore 100 and the degree of the spring 101 are chosen so that the sleeve 93, at low fluid circulation flows, is maintained in its upper position as shown, where the guide pin 98 is in a lower one of the pockets 103. However, when the circulation flow is increased to a normal volume flow, the downward force on the head 99 will overcome the spring bias and cause the sleeve 93 to be pushed downwards. With each downward movement, the pin 98 is brought into contact with an upper inclined surface of the channels 102 to thereby cause the lower housing 90 to rotate through a selected angle which is determined by the angular division between adjacent pockets 103, 104. When the volume flow is reduced, push the spring 101 the sleeve 93 back up to place the pin 98 in the next lower pocket 103. During the upward movement of the sleeve, the sleeve 93 is guided through a further angle by contact with an upward inclined surface 105. The total angle as a result of the change cycle of the volume flow is the angle 0 shown in Figure 3. The angle 0 can be any in a range of small angles, and in a preferred embodiment is approximately 30°. As the sleeve 93 and lower housing 90 rotate, all tools located below, including the MWD tool 32, the guide wedge 34 and the anchor 35, rotate.

Toppen av orienteringsverktøyet 30 er v.h.a. et mellomstykke 29 forbundet med den nedre skjøt av strengen med vektrør 28 (Figur 2A) som tilfører vekten som kreves for å drive de forskjellige brudd-frigjøringsmekanismer. Alternativt kan vektrørene sløyfes og nedadrettet skyving av kveilerøret 17 kan brukes til å bryte frigjøringsmekanismene. Øvre ende av vektrørene 28 er v.h.a. et mellomstykke 29 festet til en frigjøringsmekanisme 26 som er en sikkerhetsanordning som mu-liggjør frigjøring av kveilerøret 17 fra vektrørene og verktøystrengen i tilfelle de av en eller annen årsak setter seg fast i brønnen. Mekanismen 27 kan ha forskjellige utforminger, f.eks. et strekk-operert system av konsentriske hylser holdt av én eller flere bruddstifter. Én slik hylse kan danne et kulesete slik at et nedpumpings-kuleelement kan brukes til å muliggjøre at en kraft som følge av trykkforskjell påfø-res bruddstiftene. Over mekanismen 26 er et tilbakestrømnings-styresystem 25 av klaff-ventiler som automatisk lukker når fråkopling inntreffer for å hindre tilba-kestrømning av fluid inn i nedre ende av kveilerøret 17. En vanlig kopling 19 som kan omfatte en gripe- eller settskruekopling brukes til å feste øvre ende av ventil-systemet 25 til nedre ende av kveilerøret 17. The top of the orientation tool 30 is v.h.a. an intermediate piece 29 connected to the lower joint of the string with weight tube 28 (Figure 2A) which adds the weight required to operate the various break-release mechanisms. Alternatively, the weight tubes can be looped and downward pushing of the coil tube 17 can be used to break the release mechanisms. The upper end of the weight tubes 28 is v.h.a. an intermediate piece 29 attached to a release mechanism 26 which is a safety device which enables the coil pipe 17 to be released from the weight tubes and the tool string in case they become stuck in the well for one reason or another. The mechanism 27 can have different designs, e.g. a tension-operated system of concentric sleeves held by one or more break pins. One such sleeve can form a ball seat so that a pump-down ball element can be used to enable a force resulting from a pressure difference to be applied to the rupture pins. Above the mechanism 26 is a backflow control system 25 of flap valves which automatically close when disconnection occurs to prevent backflow of fluid into the lower end of the coil tube 17. A conventional coupling 19 which may comprise a gripper or setscrew coupling is used to attach the upper end of the valve system 25 to the lower end of the coil pipe 17.

Under drift nedføres isoleringspluggen 16 vist i Figur 1, et anbringelsesverk-tøy for denne, og en foringsrørmansjett-lokaliseringsanordning (CCL) i brønn-foringsrøret 11 på elektrisk vaier og isoleringspluggen anbringes omtrent 5 fot (1,5 m) ovenfor vektrøret som er nærmest det ønskede awikspunkt. I noen tilfel-ler kan det brukes en pakning. CCL-anordningen brukes til nøyaktig dybdestyring ved anbringelse av pluggen 16. Deretter koples ledekilen 34 vist i Figur 2C sammen med forankringsenheten 35 i Figur 2D, og spiralfjæren 58 i nedre parti av hylsen 52 sammentrykkes ved å trekke staven 54 utad for å muliggjøre at bruddstiften 61 som settes på plass holder fjæren sammentrykket. MWD-verktøyet 32 vist i Figur 2B festes deretter til toppen av ledekile-hoveddelen 40 v.h.a. bruddbolten 73 og armen 71 som henger ned fra hylsen 30, og orienteringsverktøyet 30 skrues på øvre ende av MWD-verktøyet. Følerne 86 refererer seg til orienteringen av ledekilens 34 avbøyningsflate 41. Vektrørstrengen 28 skrues på toppen av orienteringsverktøyet 30, og mellomstykket 27, frakoplingsanordningen 26, tilba-kestrømningsventilen 25 og kveilerør-kopleren 19 kopler vektrørstrengen til nedre ende av kveilerøret 17. During operation, the isolation plug 16 shown in Figure 1, a placement tool therefor, and a casing sleeve locator (CCL) are lowered into the well casing 11 on electrical wire and the isolation plug is placed approximately 5 feet (1.5 m) above the nearest casing the desired deviation point. In some cases, a gasket can be used. The CCL device is used for precise depth control when placing the plug 16. Next, the guide wedge 34 shown in Figure 2C is connected to the anchoring unit 35 in Figure 2D, and the coil spring 58 in the lower part of the sleeve 52 is compressed by pulling the rod 54 outwards to enable the break pin 61 which is put in place keeps the spring compressed. The MWD tool 32 shown in Figure 2B is then attached to the top of the guide wedge body 40 v.h.a. the breaking bolt 73 and the arm 71 hanging down from the sleeve 30, and the orientation tool 30 are screwed onto the upper end of the MWD tool. The sensors 86 refer to the orientation of the deflection surface 41 of the guide wedge 34. The weight tube string 28 is screwed onto the top of the orientation tool 30, and the intermediate piece 27, the disconnection device 26, the return flow valve 25 and the coil tube coupler 19 connect the weight tube string to the lower end of the coil tube 17.

Injektoren 22 monteres på brønnhodet 24 ved overflaten og verktøystreng-en nedføres i brønn-foringsrøret 11 på den ytre ende av kveilerøret 17. Fra det punkt da forankringens 35 nederste fot 45 er omtrent 35-40 fot (10,7-12,2 m) over isoleringspluggen 16, nedsenkes verktøystrengen svært sakte inntil foten berører toppen av pluggen. Kveilerør-dybdeindikatoren ved overflaten bør sammenliknes med vaierens dybdeavlesning som ble utført der CCL-anordningen ble nedført. Deretter heves verktøystrengen inntil foten 45 er omtrent 2 fot (0,6 m) over pluggen 16, og sirkulasjon settes igang for å drive MWD-verktøyet 32 og for på skjer-menheten 7 å oppnå en overflateavlesning av verktøyflaten til ledekile-av-bøyningsflaten 41. For å endre vinkelen inntil den stort sett tilsvarer en valgt asimut, f.eks. asimut til den høye side av borehullet 10, gjennomgår boreslam-sirkulasjonsstrømmen sykler som ovenfor nevnt for å drive orienteringsverktøyet 30. Etterhvert som strømningen økes, dreies styrehylsen 93 av pinnen 98 gjennom en liten vinkel etterhvert som den skyves ned, og gjennom en ytterligere liten vinkel etterhvert som den skyves oppad v.h.a. fjæren 101 etterhvert som volum-strømmen reduseres. Hylserotasjon overføres v.h.a. kilene 95 til det nedre hus 90 og følgelig til MWD-verktøyet 32, ledekilen 34 og forankringen 35. Som ovenfor nevnt kan hver tilvekst av vinkelendring være omtrent 30° eller mindre, avhengig av lommenes 103 vinkelavstand. Under hver endring av vinkelorientering blir trykkpulser som gjengir målingene utført av inklinometrene 86 i MWD-verktøyet 32 sendt via telemetri opp av brønnen. Volumstrøm-endringssyklene gjentas inntil avbøyningsflaten 41 oppnår en valgt asimut, og deretter blir verktøystrengen nedsenket inntil skoen 55 hviler på toppen av isoleringspluggen 16. Deretter påføres en nedadrettet kraft på omtrent 4-5000 Ibs (1814-2268 kg) på bruddstiften 61 i forankringen 35 og følgelig anbringes utløser. Glideelementet 47 skyves oppad og utad mot foringsrørets 11 innervegg ved ekspansjon av fjæren 58 og oppadbevegelse av staven 62. Kraften fra fjæren 58 bryter også av glideelement-holdeskruen 67. Orienteringen av ledekile-flaten 41 kan igjen bekreftes etter at forankringen 35 er anbragt ved operasjon av MWD-verktøyet 32 og avlesning av flateindikasjonen 7 dannet ved overføring av signaler via boreslam-pulstelemetri. The injector 22 is mounted on the wellhead 24 at the surface and the tool string is lowered into the well casing 11 on the outer end of the coil pipe 17. From the point where the anchorage 35's bottom foot 45 is approximately 35-40 feet (10.7-12.2 m ) above the insulating plug 16, the tool string is lowered very slowly until the foot touches the top of the plug. The coiled pipe depth indicator at the surface should be compared with the wireline depth reading taken where the CCL device was lowered. The tool string is then raised until the foot 45 is approximately 2 feet (0.6 m) above the plug 16, and circulation is initiated to drive the MWD tool 32 and to obtain on the screen assembly 7 a surface reading of the tool face to the guide wedge-off face. 41. To change the angle until it roughly corresponds to a selected azimuth, e.g. azimuthal to the high side of the borehole 10, the drilling mud circulation flow cycles as above to drive the orientation tool 30. As the flow is increased, the guide sleeve 93 is rotated by the pin 98 through a small angle as it is pushed down, and through a further small angle as it is pushed upwards v.h.a. the spring 101 as the volume flow decreases. Sleeve rotation is transferred via the wedges 95 to the lower housing 90 and consequently to the MWD tool 32, the guide wedge 34 and the anchor 35. As mentioned above, each increment of angle change can be about 30° or less, depending on the angular distance of the pockets 103. During each change of angular orientation, pressure pulses that reproduce the measurements taken by the inclinometers 86 in the MWD tool 32 are sent via telemetry up the well. The volume flow change cycles are repeated until the deflection surface 41 achieves a selected azimuth, and then the tool string is lowered until the shoe 55 rests on top of the isolation plug 16. A downward force of approximately 4-5000 Ibs (1814-2268 kg) is then applied to the break pin 61 in the anchor 35 and consequently the trigger is placed. The sliding element 47 is pushed upwards and outwards against the inner wall of the casing 11 by expansion of the spring 58 and upward movement of the rod 62. The force from the spring 58 also breaks the sliding element retaining screw 67. The orientation of the guide wedge surface 41 can be confirmed again after the anchoring 35 has been placed during operation of the MWD tool 32 and reading of the surface indication 7 formed by transmission of signals via drilling mud pulse telemetry.

Deretter påføres en kraft på omtrent 15 000 Ibs (6804,0 kg). En slik kraft kan enten forårsakes av et oppadrettet drag på kveilerøret 17 v.h.a. injektoren 22, eller av en nedadrettet skyving på dette v.h.a. injektoren. I hvert tilfelle avbrytes bruddbolten 73 (Figur 2C) slik at MWD-verktøyet 32 frigjøres fra ledekilen 34 og forankringen 35. Når dette har inntruffet kan overflatepumpen 8 stenges ned for å stoppe sirkulasjon, og resten av verktøyene i strengen trekkes ut av brønnen med kveilerøret 17, og legges ned. A force of approximately 15,000 Ibs (6804.0 kg) is then applied. Such a force can either be caused by an upward pull on the coil tube 17 v.h.a. the injector 22, or by a downward push on this v.h.a. the injector. In each case, the break bolt 73 (Figure 2C) is interrupted so that the MWD tool 32 is released from the guide wedge 34 and the anchor 35. Once this has occurred, the surface pump 8 can be shut down to stop circulation, and the rest of the tools in the string are pulled out of the well with the coiled tubing 17, and is closed.

For å frese et langstrakt vindu 112 eller en åpning gjennom foringsrørets 11 vegg ved nivået til ledekilen 34 slik at et nytt borehull kan bores utenfor foringsrø-ret, kan en startfres (ikke vist) nedføres på en bore- eller arbeidsstreng. Etterhvert som fresen dreies, forskyves den ned langs avbøyningsflaten 41 og skjærer en styrevindu-åpning gjennom foringsrørets 11 vegg. Deretter sammenkoples en tandem-kombinasjon av en vindusfres 105 og en "vannmelon"-fres 106 som festes tii fresekrone-sokkelen 107 hos en boreslam-motor 108 som vist i Figur 4. Motoren 108 er fortrinnsvis en anordning av typen "Moineau" der skrueformet ro-tor roterer i en stator utformet med fremspring som følge av gjennomstrømning av borefluider under trykk. Nedre ende av rotoren forbindes med en lagerdor og fresekrone-sokkelen 107 v.h.a. en drivaksel med universalledd ved hver ende. Øvre ende av motoren 107 forbindes med en streng av vektrør 110 som legger vekt på fresekronene 105, 106, og øvre ende av vektrørstrengen 110 forbindes med nedre ende av kveilerøret 17 (ikke vist) som tidligere beskrevet. Den ovennevnte bore-verktøy-enhet nedføres i brønnen 10 inntil fresekronene 105, 106 er rett over toppen av ledekilen 34, ved hvilket punkt boreslamsirkulasjon startes med en volum-strøm som gjør at fresekronen oppnår et ønsket antall o/min, f.eks. omtrent 220. Deretter blir enheten nedsenket og vekt påført for å bevirke at fresekronene 105, 106 freser ut vinduet 112 til dets fulle størrelse på motsatt side av ledekilens 34 skråflate 41. Etter at vinduet 112 er blitt frest rent igjennom, bør boring fortsette ytterligere omtrent 15 fot (4,6 m) inn i formasjonen utenfor foringsrøret 11. Når dette er utført, trekkes boreverktøy-enheten ut av brønnen 10 og en større og kraf-tigere boremotor med rullemeisel-borkrone eller diamant-borkrone brukes til å bore resten av det nye borehull. Der det nye borehull skal awiksbores ved å bøye det langs en valgt bane, kan en boremotor med et bøyet hus som danner et bendpunkt brukes til å bore til det ønskede mål. To mill an elongated window 112 or an opening through the casing 11 wall at the level of the guide wedge 34 so that a new borehole can be drilled outside the casing, a starter cutter (not shown) can be lowered onto a drill or work string. As the cutter is rotated, it is displaced down along the deflection surface 41 and cuts a control window opening through the casing 11 wall. Next, a tandem combination of a window milling cutter 105 and a "watermelon" milling cutter 106 is connected to the milling crown base 107 with a drilling mud motor 108 as shown in Figure 4. The motor 108 is preferably a device of the "Moineau" type where screw-shaped rotor rotates in a stator designed with protrusions as a result of the flow of drilling fluids under pressure. The lower end of the rotor is connected to a bearing mandrel and the milling crown base 107 v.h.a. a drive shaft with a universal joint at each end. The upper end of the motor 107 is connected to a string of neck tube 110 which places weight on the milling crowns 105, 106, and the upper end of the neck tube string 110 is connected to the lower end of the coil tube 17 (not shown) as previously described. The above-mentioned drill-tool unit is lowered into the well 10 until the milling bits 105, 106 are directly above the top of the guide wedge 34, at which point drilling mud circulation is started with a volume flow that causes the milling bit to achieve a desired number of rpm, e.g. about 220. Then the unit is lowered and weight is applied to cause the milling bits 105, 106 to mill the window 112 to its full size opposite the bevel 41 of the guide wedge 34. After the window 112 has been milled clean through, drilling should continue approximately 15 feet (4.6 m) into the formation outside the casing 11. Once this is done, the drill tool assembly is withdrawn from the well 10 and a larger and more powerful drill motor with a roller bit or diamond bit is used to drill the rest of the the new borehole. Where the new borehole is to be drilled awiks by bending it along a selected path, a drill motor with a bent housing forming a bend point can be used to drill to the desired dimension.

Det skal bemerkes at det er avdekket nye og forbedrede fremgangsmåter og verktøykombinasjoner for orientering og anbringelse av en ledekile i et brønn-foringsrør under en enkelt-tur av en nedføringsstreng. Det kan gjøres enkelte endringer eller modifikasjoner av den avdekkede utføringsform uten å avvike fra de nye idéer som er involvert. Det f.eks. innenfor rammen av denne oppfinnelse å nedføre boreslam-motoren 108 nedenfor MWD-verktøyet og på motorens ut-gangsaksel ha en startfres som er løsbart forbundet med ledekilen 34 v.h.a. frigjø-ringsanordningen 33. I dette tilfelle kan en unngå en ytterligere rundtripp av ned-føringsstrengen. Målet med de tilhørende krav er følgelig å dekke alle slike endringer og modifikasjoner som ligger innenfor foreliggende oppfinnelses sanne idé og ramme. It should be noted that new and improved methods and tool combinations have been discovered for orienting and placing a guide wedge in a well casing during a single trip of a drawdown string. Certain changes or modifications can be made to the disclosed embodiment without deviating from the new ideas involved. It e.g. within the scope of this invention to lower the drilling mud motor 108 below the MWD tool and on the output shaft of the motor to have a starting cutter which is releasably connected to the guide wedge 34 v.h.a. the release device 33. In this case, a further tripping of the lowering string can be avoided. The aim of the associated claims is therefore to cover all such changes and modifications which lie within the true idea and framework of the present invention.

Claims

1. Method for orientation of a guide wedge in a wellbore so that a window can be formed at a selected azimuth through the wall of a well casing in the wellbore, characterized by the following steps: immersion of a guide wedge with a deflection surface and an anchoring for this in in the wellbore on a lowering string, where the anchorage is located below the guide wedge when the lowering string is placed in the wellbore, and where the anchoring comprises a shoe located at the bottom of the lowering string when the lowering string is placed in the wellbore, which shoe is adapted to abut against an obstacle in the well drilling, measuring the azimuth of the deflection surface and transmitting signals representative of this to the surface, adjusting the angular orientation of the deflection surface to thereby achieve a selected azimuth, and then activating the anchorage to prevent movement of the guide wedge, by bump the anchor's shoe against the obstacle in the wellbore, thereby activating the anchor.

2. Method according to claim 1, characterized in that the measurement and transfer step is carried out by aids that are releasably connected to the guide wedge and the anchor, and include the further step of releasing the aids from the guide wedge and the anchor after the adjustment and activation steps have been performed, and retrieving the aids to the surface, i.a. the lowering string, leaving the guide wedge and anchoring in place.

3. Method according to claim 2, characterized in that it comprises the further steps of submerging a milling device and a well motor to drive the milling device into the casing on a downline, and acting on the motor to cause the milling device to form a window through the casing wall , under control of the milling device v.h.a. the deflection surface.

4. Method according to claim 3, characterized in that it comprises the further steps of picking up the motor and the milling device from the casing, lowering a drill bit and a well motor into the casing and at least partially through the window, and operating the motor to bring the drill bit to drill a new borehole through the cement and soil formations outside the casing.

5. Method according to claim 1, characterized in that the step for adjusting the orientation is carried out by turning the guide wedge through successive angular positions while the positions are monitored by means of the transmitted signals.

6. Method according to claim 5, characterized in that the turning step is performed as a result of a change in the volume flow of drilling fluid through the lowering string.

7. Method according to claim 6, characterized in that each change step includes the steps to increase and then decrease the volume flow, and, as a result of each increase and decrease, control the guide wedge and the anchorage through a selected angle.

8. Device for use when forming a window at a selected azimuth through the wall of a well casing in a borehole so that a new borehole can be drilled through soil formations outside the casing, characterized in that it comprises: guide wedge and anchoring devices arranged to is immersed in the casing pipe on a lowering string, which guide wedge device is designed with a deflection surface, therefore the anchoring devices are placed under the guide wedge when the guide wedge and the anchoring devices are lowered into the borehole on the lowering string, where the anchoring device comprises a shoe placed at the bottom of the lowering string when the lowering string is positioned in the borehole to abut an obstruction in the borehole when the guide wedge and anchoring means are lowered into the borehole, means for adjusting the angular orientation of the deflection surface in the well, means for measuring the orientation of the deflection surface to determine when the deflection surface has achieved a selected azimuth, means in a well nen for transferring the measurement of the measuring means to the surface during the orientation, and means responsive to the impact of the shoe of the anchor against the obstacle in the borehole to set the anchoring device to fix the position of the guide wedge device when the orientation of the deflection surface, as measured by measuring means, has reached the selected azimuth .

9. Device according to claim 8, characterized in that the adjustment means include relatively rotatable elements, the guide wedge and anchoring devices hanging down from one of said elements, and means calculated to cause relative rotation of said one element through successive angles until the deflection surface has the selected azimuth.

10. Device according to claim 9, characterized in that the rotation-forming element device includes a sleeve element in the longitudinal direction movable in relation to said elements, and control means on the sleeve element and the other of said elements for rotation of the sleeve element and one element through a selected angle as a result of relative movement in the longitudinal direction.

11. Device according to claim 10, characterized in that it further includes a flow restriction device on the sleeve element designed to cause movement in one longitudinal direction as a result of an increase in the drilling fluid volume flow through the restriction device, and a resilient device to cause movement in the opposite longitudinal direction as a result of a reduction in the volume flow.

12. Device according to claim 8, characterized in that it further includes means for releasably connecting the transfer means with the guide wedge and anchoring devices to enable the transfer means, the measuring means and the adjustment means to be removed from the well casing after the anchoring device has been set.

13. Device according to claim 12, characterized in that the connecting means include a breaking element designed to break off as a result of a predetermined longitudinal force.